Diamo energia all Italia

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1 RELAZIONE E BILANCIO AL 31 DICEMBRE 2003

2 Diamo energia all Italia

3 Relazione e Bilancio al 31 dicembre 2003 EDIPOWER SpA Sede Legale: Foro Buonaparte Milano Capitale sociale: euro interamente versato Registro Imprese di Milano e Codice Fiscale n Partita IVA n R.E.A. Milano n

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5 RELAZIONE 2003 Consiglio di Amministrazione, Collegio Sindacale e Società di Revisione Consiglieri Presidente Ing. Giuliano Zuccoli Amministratore Delegato Consiglieri Ing. Giulio Del Ninno(*) Avv. Piergiuseppe Biandrino Dr. Franco Balsamo Ing. Fady Khallouf Dr. Bruno Lecchi Dr.ssa Paola Pierri Dr. Umberto Quadrino Prof. Francesco Reviglio della Veneria Ing. Alessandro Paolo Sala Avv. Aldo Scarselli Ing. Renato Sturani Ing. Antonio Taormina Dr. Angelo Zaccari Sindaci Presidente Dr.ssa Mariateresa Battaini Effettivi Avv. Renato Colavolpe Dr. Aldo Poletti Società di revisione PricewaterhouseCoopers SpA (*) Il Consiglio di Amministrazione del 1 dicembre 2003 ha preso atto delle dimissioni dell Ing. Giordano Serena dalla carica di amministratore ed ha nominato Amministratore Delegato l Ing. Giulio Del Ninno, già amministratore della Società.

6 Indice Azionariato e Struttura Operativa pag. 5 Dati significativi pag. 7 Relazione sulla gestione pag. 9 Contesto operativo e linee di sviluppo pag. 12 Andamento della gestione pag. 19 Investimenti, ricerca e sviluppo pag. 23 Salute, sicurezza e ambiente pag. 24 Risorse umane e relazioni industriali pag. 26 Altre informazioni pag. 27 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria pag. 28 Fatti di rilievo avvenuti nei primi mesi del 2004 pag. 33 Proposte del Consiglio di Amministrazione pag. 35 Bilancio d esercizio al 31 dicembre 2003 pag. 37 Contenuto e forma del bilancio pag. 37 Stato patrimoniale pag. 38 Conto economico pag. 40 Nota integrativa al bilancio d esercizio: Principi e metodi contabili pag. 41 Note alle poste dello Stato patrimoniale pag. 46 Note alle poste del Conto economico pag. 61 Relazioni pag. 66 Relazione del Collegio Sindacale pag. 67 Relazione della Società di Revisione pag. 70

7 RELAZIONE 2003 Azionariato e Struttura Operativa Il capitale sociale di Edipower SpA è nella titolarità di Edison SpA (40%), AEM SpA (16%), ATEL SA (16%), AEM Torino SpA (8%), Unicredito SpA (10%) Interbanca SpA (5%) e da Albojo (1) Ltd (5%, società controllata da The Royal Bank of Scotland). Edipower Spa dispone di una struttura produttiva costituita da centrali di produzione termoelettriche ed idroelettriche raggruppate in 9 unità produttive situate sull intero territorio nazionale. La potenza nominale di questi impianti è la seguente: Unità produttive Potenza (MW) Regione nominale in esercizio Centrale Chivasso (*) Piemonte Centrale Turbigo gas & olio combustibile Lombardia Centrale Piacenza gas & olio combustibile Emilia Romagna Centrale Sermide gas & olio combustibile Lombardia Centrale Brindisi Nord carbone Puglia Centrale San Filippo del Mela olio combustibile Sicilia Totale Termoelettrico Nucleo Mese Lombardia Nucleo Udine Friuli Venezia Giulia Nucleo Tusciano Campania Totale Idroelettrico Totale Edipower (*) E in corso di realizzazione un investimento di repowering, al termine del quale la centrale utilizzerà gas metano. 5

8 RELAZIONE 2003 I gruppi di produzione termoelettrici sono costituiti, ad eccezione di quattro unità turbogas site nella centrale di Turbigo, da unità tradizionali alimentate con un mix di combustibili variabile in funzione del rispetto dei limiti autorizzativi e di legge alle emissioni. Il parco produttivo termoelettrico è connotato da caratteristiche tecniche che lo pongono all interno dei sistemi creati per un funzionamento continuo. Le centrali idroelettriche sono 47 e sono equamente suddivise tra le tipologie ad acqua fluente e di regolazione. Di norma la capacità di programmazione della produzione è agevolata dal fatto che Edipower dispone del controllo delle aste idroelettriche all interno delle quali sono ricomprese le centrali stesse. È atteso alla fine del 2004, quale risultato dei significativi investimenti in corso di realizzazione, un incremento della capacità produttiva in esercizio pari a MW, nell ipotesi di mantenere in esercizio i gruppi n. 1 e 2 di Sermide, complessivamente da 640 MW. La società nel corso del 2003 ha venduto energia elettrica a Enel Distribuzione SpA per il soddisfacimento della domanda del mercato vincolato, al GRTN, sia per il servizio di dispacciamento che ai sensi dell art. 3 comma 12 del D.Lgs. 16 marzo 1999 ed inoltre ad Edison SpA, AEM SpA, AEM Torino SpA e ATEL SA (d ora innanzi i Soci Industriali) per la successiva collocazione sul mercato. Nel mese di novembre è stato infine concluso un contratto per la vendita spot di energia elettrica sul mercato estero. A partire dal 1 gennaio 2004, Edipower mette a disposizione di alcune società controllate dai propri Soci Industriali (Edison Trading SpA, Aem Trading Srl, Atel Energia Srl e Società Intermediazione Energia Torino SIET SpA), i cosiddetti Tollers, la propria capacità di generazione attraverso due contratti sottoscritti il 3 settembre 2003: il Tolling Agreement per gli impianti di produzione termoelettrica ed il Power Purchase Agreement per gli impianti di produzione idroelettrica. Maggiori dettagli su questi contratti sono esposti a pagina 13. 6

9 RELAZIONE 2003 Dati significativi (in milioni di euro) Esercizio Esercizio Esercizio Ricavi Vendite 1.383, ,1 - Ricavi Netti 1.431, ,4 - Margine operativo lordo 325,6 289,0 - Ammortamenti e svalutazioni (235,3) (234,6) Utile operativo netto 90,3 54,4 - Utile (perdita) dell esercizio 2,1 (30,7) - Investimenti in immobilizzazioni materiali 485,5 327,9 - Investimenti in immobilizzazioni immateriali 9,2 0,4 - Totale Investimenti 494,7 328,3 - Capitale investito netto 4.150, ,8 0,1 Indebitamento / (disponibilità) finanziario netto 2.174, ,2 - Patrimonio netto 1.976,1 971,6 0,1 Dipendenti (numero)

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11 RELAZIONE 2003 Relazione sulla gestione Signori Azionisti, il bilancio che Vi sottoponiamo per l approvazione è stato redatto secondo la normativa vigente, introdotta nel nostro ordinamento giuridico per attuare le disposizioni dettate dalla Direttiva Comunitaria in materia di bilancio d esercizio. Il bilancio dell esercizio chiuso al 31 dicembre 2003 presenta un utile netto pari a euro rispetto alla perdita pari a euro registrata nell esercizio Nell esercizio 2003 sono stati stanziati ammortamenti e svalutazioni per migliaia di euro, di cui migliaia di euro eccedenti gli ammortamenti economico-tecnici. L anno 2003 ha rappresentato il primo esercizio in cui l intera gestione della società è stata ascrivibile al nuovo management, dopo che nel corso del 2002 si era completato, con la fusione per incorporazione di Eurogen Spa in Edipower Spa con efficacia dal 1 dicembre 2002, il percorso che l aveva portata a detenere le attività di generazione di energia elettrica della maggiore delle tre società di generazione elettrica che ENEL Spa ha dovuto dismettere in ottemperanza alle disposizioni del D. Lgs. n.79/1999. L acquisizione di Eurogen Spa da parte di Edipower SpA era stata completata il 31 maggio Nel corso del 2003 la gestione della società ha prodotto significativi risultati consentendo di raggiungere l utile d esercizio. I volumi di energia elettrica venduti sono risultati pari a 21,3 miliardi di chilowattora (TWh), in aumento del 7,6% rispetto al 2002, anche per il contributo dato dalla nuova unità da 380 MW della centrale di Sermide nella seconda metà dell anno. I ricavi netti sono risultati pari a 1.431,1 milioni di euro, in aumento del 13,2% rispetto all esercizio precedente, sia per i maggiori volumi prodotti sia per l adeguamento delle tariffe indotto dall aumento della componente Ct 1. 1 Costo unitario variabile riconosciuto dell energia elettrica prodotta da un portafoglio di impianti termoelettrici del parco italiano che utilizzano combustibili fossili, come aggiornato periodicamente dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas. 9

12 RELAZIONE 2003 Il margine operativo lordo, pari a 325,6 milioni di euro, è aumentato del 12,7% rispetto all anno precedente, rappresentando il 22,7% dei ricavi netti. L utile operativo netto, pari a 90,3 milioni di euro, è aumentato del 67% rispetto ai 54,4 milioni consuntivati nel Particolarmente significativo lo sforzo compiuto nell ambito del programma di investimenti, per il quale sono stati contabilizzati nell esercizio 494,7 milioni di euro. Negli ultimi due anni (2002 e 2003), Edipower ha realizzato investimenti per oltre 800 milioni di euro, in particolare per i progetti di repowering delle centrali termoelettriche di Sermide (MN), di Chivasso (TO), di Piacenza, nonché per gli adeguamenti ambientali delle centrali di S. Filippo del Mela (ME) e di Brindisi. Alla fine dell esercizio 2004 è attesa l entrata in esercizio di ulteriori MW. Proprio il piano di sviluppo della capacità produttiva degli asset di generazione della Vostra Società, unitamente ai nuovi contratti di Tolling Agreement e di Power Purchase Agreement sottoscritti il 3 settembre 2003 e divenuti efficaci il 1 gennaio 2004 sono risultati alla base del rifinanziamento del debito di oltre 3,3 miliardi di euro (Acquisition Finance) contratto con un pool di banche al momento dell acquisizione di Eurogen SpA che risultava in scadenza il 12 settembre Nell ambito delle attività legate al rifinanziamento del debito citato, nel corso dell esercizio ha avuto luogo un aumento di capitale da parte dei soci con la finalità di rafforzare la struttura patrimoniale della società. Infatti, l assemblea straordinaria del 29 luglio 2003 ha deliberato di aumentare il capitale sociale a pagamento da euro a euro con l emissione di nuove azioni da nominali un euro, con un sovrapprezzo di 0,35 euro cadauna, da offrire in opzione ai soci in misura proporzionale alle azioni nella proprietà di ciascuno di essi. L aumento di capitale è risultato interamente sottoscritto dagli azionisti alla fine del mese di agosto: complessivamente i mezzi versati sono risultati pari a euro All esito dell aumento di capitale le quote di capitale di Edipower Spa risultano così ripartite tra gli azionisti: Edison Spa 40%, AEM Spa 16%, ATEL SA 16%, AEM Torino Spa 8%, Unicredito Spa 10%, Interbanca Spa 5% e Albojo (1) Ltd (società controllata da The Royal Bank of Scotland) 5%. I mezzi ottenuti con l aumento di capitale sono stati utilizzati per rimborsare parte dell Acquisition Finance. Il rifinanziamento è stato completato con la stipula di nuovi contratti di finanziamento che hanno permesso di ottenere da un pool di banche milioni di euro. Il 9 agosto sono stati, infatti, sottoscritti un primo contratto denominato Euro 1,700,000,000 Senior Non Recourse Term and Revolving Facilities Agreement della durata di 5 anni e un secondo contratto denominato Euro 600,000,000 Junior Facilities Agreement. La linea di credito di cui a tale ultimo contratto, della durata di 3 anni e mezzo, è suscettibile di essere trasformata in Senior Non Recourse prima della sua scadenza, all ottenimento di alcune autorizzazioni richieste per gli interventi di repowering. Il finanziamento Junior Facilities Agreement è garantito da ciascun Socio Industriale, in via disgiunta e non solidale, mediante specifiche garanzie nei confronti delle banche finanziatrici per il caso di mancato rimborso da parte di Edipower del finanziamento. I finanziamenti di cui al Senior Non Recourse Term and Revolving Facilities Agreement e al Junior Facilities Agreement sono entrambi supportati, oltre che dal pegno sulla totalità delle azioni di Edipower, da ulteriori impegni assunti da ciascun Socio Industriale in via disgiunta e non solidale. Avveratesi alcune condizioni sospensive, i contratti sopra citati sono divenuti efficaci il 12 settembre e si è potuto dare corso al rimborso dell Acquisition Finance. 10

13 RELAZIONE 2003 I Soci Industriali hanno rilasciato apposite garanzie anche per gli adempimenti nei confronti di Edipower previsti nei contratti di Tolling Agreement e di Power Purchase Agreement da parte delle società da loro controllate (Tollers). Nel corso dei mesi di ottobre e novembre si sono svolte le attività di sindacazione dei citati finanziamenti, al termine delle quali 32 banche (italiane e straniere) sono risultate costituenti il pool. L indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2003 è risultato pari a 2.174,6 milioni di euro, contro i 3.033,2 milioni registrati al termine del Nel corso del mese di aprile ha trovato conclusione la procedura di aggiustamento del prezzo per l acquisto di Eurogen SpA tra Edipower SpA ed Enel SpA, prevista dal contratto di compravendita di Eurogen SpA, all esito della quale Edipower ha ricevuto complessivamente 77,4 milioni di euro, incassati nel mese di aprile. Con i mezzi finanziari ottenuti ed i nuovi contratti di Tolling e PPA, Edipower può ora focalizzarsi sulla propria missione industriale di gestore efficiente del proprio parco di generazione e implementare il piano di trasformazione e risanamento degli impianti produttivi (con particolare riferimento alla trasformazione di alcune unità di produzione termoelettriche in impianti a ciclo combinato). Si informa che, a seguito della notifica alla Società, in data 22 novembre 2003, di un informazione di garanzia emessa dalla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Brindisi, si è avuta conoscenza dell esistenza di un procedimento ai sensi del D. Lgs. 231 del 2001 pendente a carico della Vostra Società in relazione ai reati di cui agli artt. 110, 319, 319 bis e 321 c.p. (corruzione). L indagine - a quanto è dato apprendere dalla lettura del decreto di sequestro e perquisizione notificato alla Società in data 10 ottobre 2003 e relativo al medesimo procedimento e da notizie di stampa - avrebbe ad oggetto presunte irregolarità commesse nella gestione del Porto di Brindisi da alcuni amministratori locali, anche con riferimento ad attività che ricadono nell ambito del locale esercizio portuale utilizzato dalla Centrale di Brindisi Nord di Edipower. Il Presidente Ing. Giuliano Zuccoli L Amministratore Delegato Ing. Giulio Del Ninno 11

14 RELAZIONE 2003 Contesto operativo e linee di sviluppo Nel 2003 l economia mondiale, dopo l affanno mostrato nei primi sei mesi dell anno, sembrerebbe aver superato il punto di minimo del ciclo economico. Si può confermare infatti, con un certo grado di certezza, l avvio della ripresa negli Stati Uniti, nell Asia orientale e, seppur in misura minore, in Europa. L economia americana continua a svolgere il ruolo di traino dello sviluppo globale: gli investimenti fissi sono tornati a crescere ed i consumi delle famiglie hanno tenuto bene, in aggiunta alla spinta ricevuta dalle esportazioni. Nell area dell euro, invece, nonostante un miglioramento nel clima di fiducia degli operatori, la domanda interna resta piuttosto debole e di conseguenza le previsioni di ripresa sono legate soprattutto alla ripresa mondiale (che può compensare la perdita di competitività dell area euro in seguito all apprezzamento della valuta europea), e quindi ad un rilancio delle esportazioni verso il resto del mondo. Quanto all Italia, dove iniziano a intravedersi i primi timidi segnali di ripresa, la crescita, seppur ridotta, del PIL è stata favorita essenzialmente dalla tenuta dei consumi delle famiglie e da una ripresa delle esportazioni a partire dal terzo trimestre Nel 2003 l Italia ha sperimentato una crescita molto ridotta del PIL, pari allo 0,4%. In generale, comunque, la diffusione dei segnali di ripresa, più o meno forti, in gran parte delle aree economiche mondiali induce a ritenere difficile, pur con le dovute cautele soprattutto per quanto riguarda l Europa, il ripetersi di quanto avvenuto nel corso del 2002, quando il recupero dell attività economica fu di breve durata e l economia mondiale sperimentò una nuova fase di rallentamento della crescita. Sul fronte del tasso di cambio, come accennato, è proseguito il rafforzamento dell euro che, poco sopra la parità col dollaro a inizio anno, ha raggiunto negli ultimi giorni di dicembre il cambio di 1,25, e non si prevede che nel corso del 2004 possa scendere al di sotto di tale soglia. Questo apprezzamento della valuta europea, come detto, fa presagire forti difficoltà per la competitività dei prodotti europei sui mercati internazionali; ma, d altro canto, la forza della valuta è uno dei fattori che possono migliorare le prospettive per la stabilità dei prezzi nel medio termine: se, infatti, nel breve termine il tasso di inflazione nell area euro rimarrà intorno al 2%, nel medio termine dovrebbe stabilizzarsi al di sotto di tale soglia. Al contrario, negli Stati Uniti, le prospettive per l inflazione nel 2004 sono di un calo nella prima metà dell anno e di un successivo rialzo che dovrebbe estendersi anche al Infine per quanto riguarda il mercato petrolifero, per tutto il corso del 2003 i prezzi del Brent hanno oscillato tra il margine superiore della forchetta di prezzo target, fissata dall OPEC in dollari al barile, e prezzi che in alcuni momenti dell anno hanno addirittura superato i 34 dollari al barile (poco prima che scattasse l attacco americano all Iraq) e spesso si sono mantenuti al di sopra dei 30 dollari. Volendo fare una breve analisi delle ragioni degli alti prezzi del petrolio nel corso nel 2003, queste possono essere ricondotte ai numerosi e gravi shock dal lato dell offerta, in seguito al deterioramento della situazione politica internazionale, ed ai bassi livelli degli stoccaggi commerciali di greggio, a causa soprattutto della mancanza di un offerta sovrabbondante. Verso la fine dell anno, la situazione dei fondamentali si è avviata verso una normalizzazione, anche grazie ad una dinamica della domanda non particolarmente vivace, se si eccettua la continua crescita dei consumi cinesi. Permane invece la situazione di tensione politica internazionale, che difficilmente verrà risolta nel corso del Strategia, posizionamento competitivo e linee di sviluppo Nel corso del 2003 Edipower ha incrementato la propria quota della produzione nazionale di energia elettrica, risultata pari al 7,6% contro il 7,3% dell anno precedente. È proseguita l implementazione della strategia di consolidamento e miglioramento della competitività strutturale dei propri asset di generazione, attraverso: 1. la riconversione alla tecnologia CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) di alcuni impianti; 2. la diversificazione nell uso dei combustibili; 3. investimenti di riqualifica degli impianti idroelettrici per l ottenimento di certificati verdi. 12

15 RELAZIONE 2003 Edipower è inoltre impegnata in azioni per il recupero di efficienza, in modo da consolidare la leadership nell esercizio e nella manutenzione degli impianti di generazione di energia elettrica. Per il mantenimento della diversificazione dei combustibili e per il consolidamento del posizionamento competitivo degli impianti di produzione, sono proseguite nel corso del 2003 le attività volte ad ottenere le autorizzazioni al funzionamento dei gruppi alimentati a carbone presso la centrale di Brindisi Nord. Tale obiettivo è stato conseguito nel mese di settembre con l emanazione del Decreto del Ministero delle Attività Produttive n.011/2003, che autorizza l ambientalizzazione di due gruppi produttivi tramite l installazione di impianti di denitrificazione catalitica ed il funzionamento a tempo indeterminato di tali gruppi ad ambientalizzazione avvenuta con un limite sul volume delle emissioni totali. Sempre nell ambito della diversificazione dei combustibili, sono stati sviluppati gli Studi di Impatto Ambientale (SIA) relativi alla configurazione finale della centrale di Brindisi Nord, comprendente accanto al nucleo a carbone anche un nucleo produttivo ad alta efficienza basato sulla tecnologia CCGT alimentata a gas, ed alla centrale di Sermide, per la quale è previsto il mantenimento in servizio delle unità alimentate ad olio e gas accanto ai nuovi CCGT a gas. Per gli investimenti volti ad migliorare la competitività strutturale degli impianti di generazione, tramite la conversione alla tecnologia CCGT, nel mese di dicembre è stato stipulato un contratto chiavi in mano per la trasformazione in ciclo combinato di una delle due unità produttive della centrale di Piacenza. Il nuovo impianto sarà operativo nel dicembre del 2005 ed avrà una potenza di 791 MW (839 MW in funzionamento con post-combustione ). La negoziazione di questo contratto ha permesso di conseguire condizioni sia tecniche che commerciali migliori rispetto a quanto previsto nei piani. Il piano di sviluppo industriale ha consentito la predisposizione ed è strettamente legato agli accordi di Tolling Agreement (per gli impianti termoelettrici) e di Power Purchase Agreement (per gli impianti idroelettrici). Lo sviluppo del piano industriale ha costituito un presupposto fondamentale per il rifinanziamento dei debiti contratti al momento dell acquisizione di Eurogen Spa da parte di Edipower. Il Tolling Agreement e il Power Purchase Agreement sono stati sottoscritti da Edipower il 3 settembre 2003 con alcune società controllate dai Soci Industriali cosiddetti Tollers : Edison Trading SpA, Aem Trading Srl, Atel Energia Srl e Società Intermediazione Energia Torino SIET SpA. I contratti citati sono efficaci dal 1 gennaio 2004 ed avranno una durata di 8 anni. L operazione di acquisizione di Eurogen prevedeva, sin dalle fasi iniziali, di giungere ad implementare un modello di business già utilizzato in altri paesi (il c.d. Tolling ), che consentisse a Edipower di concentrarsi nella gestione efficiente del proprio parco di generazione e nella realizzazione di un piano di trasformazione e risanamento degli impianti produttivi (con particolare riferimento alla trasformazione di alcune unità di produzione termoelettriche in impianti a ciclo combinato), evitando di incorrere nei rischi legati all approvvigionamento, trasporto e movimentazione dei combustibili, nonché ai rischi legati alla commercializzazione dell energia elettrica prodotta. I Soci Industriali, attraverso le società Tollers da essi controllate, potranno utilizzare in esclusiva la capacità generativa di Edipower secondo le seguenti proporzioni: Edison 50%, AEM 20%, Atel 20%, AEM Torino 10%. L utilizzo di tale modello industriale consente ad Edipower di operare con profilo di rischio industriale sensibilmente ridotto con la certezza dei flussi di cassa derivanti dai contratti di Tolling e Power Purchase Agreement da destinare, tra l altro, al servizio del debito. Con il contratto di Tolling ed il contratto di Power Purchase Agreement ( PPA ) per gli impianti di produzione idroelettrica, viene, infatti, a determinarsi una precisa ripartizione dei ruoli, delle responsabilità e dei rischi tra Edipower ed i Tollers. Con il primo contratto Edipower assume il ruolo di trasformatore del combustibile di proprietà dei Tollers in energia elettrica, ab origine di proprietà dei Tollers medesimi. Lo schema contrattuale è assimilabile a quello dell appalto di lavorazione di merce per conto di terzi (da parte di Edipower per conto dei Tollers). 13

16 RELAZIONE 2003 Con il PPA, invece, Edipower assume il ruolo di fornitore di energia elettrica prodotta attraverso l utilizzo della risorsa acqua, di cui detiene il titolo concessorio. Lo schema è inquadrabile nel contratto di somministrazione di energia elettrica. In entrambi i casi Edipower mantiene la responsabilità dell esercizio e della corretta manutenzione degli impianti oltre che di assicurare gli ammodernamenti e le ambientalizzazioni degli stessi già approvati dai Tollers con l obiettivo di garantire sia la massima producibilità degli impianti che la massima efficienza produttiva possibile. Compete, invece, ai Tollers lo sfruttamento commerciale della capacità produttiva messa a disposizione da Edipower; in contropartita i Tollers corrispondono ad Edipower, oltre al rimborso a piè di lista di una serie di voci di costo (in particolare i premi assicurativi), un corrispettivo mensile (la cosiddetta Tolling fee ), articolato su una serie di voci, principalmente legate alla disponibilità degli impianti. Per quanto riguarda il PPA il corrispettivo totale è riferibile soprattutto alla disponibilità degli impianti in modo da sgravare Edipower dal rischio di effettiva disponibilità della risorsa idrica (piovosità) che è, invece, a carico dei Tollers. Nell ambito della ripartizione dei ruoli, Edipower svolgerà, per conto dei Tollers la commercializzazione per il c.d. Mercato dei Servizi dispacciamento offrendo tali servizi al Gestore della Rete Nazionale di Trasmissione sulla c.d. Borsa Elettrica. Andamento del Mercato Elettrico L anno 2003 è stato caratterizzato da una richiesta di energia elettrica in Italia pari a 319,7 TWh, in significativa crescita (+2,9%) rispetto ai 310,4 TWh del Analizzando la composizione dell offerta si evidenzia rispetto all anno precedente un incremento in termini assoluti del contributo di tutte le fonti di produzione ad eccezione della fonte idroelettrica (-6,4% rispetto al 2002), indice degli scarsi apporti idrici del periodo. Anno Fabbisogno Totale = 319,66 TWh Fabbisogno Totale Anno 2002=310,37 TWh Geo+Eolico 6,76 TWh (2,1%) Saldo con estero 50,97 TWh (15,9%) Geo+Eolico 5,79 TWh (1,9%) Saldo con estero 50,60 TWh (16,2%) Idro 43,33 TWh (13,6%) Termo 218,60 TWh (68,4%) Idro 47,10 TWh (15,2%) Termo 206,89 TWh (66,7%) E aumentato il peso dell apporto della produzione nazionale di energia rispetto all anno precedente (84,1% contro 83,7%). Il 10 dicembre 2003 alle ore 17 è stato raggiunto il nuovo record storico nella domanda di energia sulla rete elettrica nazionale: megawatt (MW), valore superiore di circa 300 MW (+0,6%) rispetto al precedente record verificatosi il 17 luglio 2003 ( MW) e di 810 MW (+1,5%) in rapporto al precedente record invernale, registratosi il 12 dicembre Tra i fattori determinanti il nuovo record l ondata di freddo che ha investito la penisola e il ricorso all illuminazione artificiale sin dalle prime ore del pomeriggio, che si sono aggiunti all aumento dei consumi vero e proprio. Nel corso del 2003 la produzione di energia della Vostra Società, pari a 21,3 TWh, ha rappresentato il 6,7% del totale dell energia consumata in Italia (6,4% nel 2002). 14

17 RELAZIONE 2003 Aspetti Regolamentari: l evoluzione della normativa del settore elettrico nel corso dell esercizio. Vengono di seguito brevemente illustrati i principali documenti normativi emanati nel corso del 2003 in ambito nazionale. Il Decreto Legge n. 25 del 18 febbraio 2003, convertito in legge, con modificazioni, dalla Legge n. 83 del 17 aprile 2003, ha disposto l abolizione degli stranded cost a partire dal 1 gennaio Le partite maturate dai produttori per tutto il periodo intercorrente tra il 1 gennaio 2000 e il 31 dicembre 2003 saranno determinate con uno o più decreti del Ministero delle Attività Produttive, fermo restando il principio che eventuali oneri negativi riscontrati per una società saranno annullati. Il decreto abolisce anche la compensazione della maggior valorizzazione dell energia idroelettrica e geotermoelettrica (la cosiddetta rendita idroelettrica ), con validità retroattiva a far data dal 1 gennaio Di conseguenza, Edipower ha maturato il diritto al rimborso della penale idroelettrica versata per tutto il 2002, incassato nel mese di novembre Lo stesso Decreto, infine, fornisce criteri per le nuove istallazioni e per il potenziamento degli impianti esistenti, accordando priorità ai progetti di ambientalizzazione delle centrali esistenti che garantiscono la riduzione delle emissioni inquinanti complessive, nonché i progetti che comportano il riutilizzo di siti già dotati di adeguate infrastrutture di collegamento alla rete elettrica nazionale. La Delibera dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas n. 27/03, entrata in vigore il 1 aprile 2003, ha aggiornato le condizioni transitorie (in attesa dell avvio del dispacciamento di merito economico) per l erogazione del servizio di dispacciamento già determinate dalla deliberazione AEEG n. 317/01. La Delibera n. 27/03 non ha modificato nella sostanza i principi statuiti dalla delibera n. 317/01. L obbligo di stipula dei contratti di bilanciamento e di scambio da parte degli utenti è stato reso più cogente, mediante subordinazione dell accesso al servizio di trasporto alla conclusione del contratto. La Delibera dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas n. 67/03, entrata in vigore il 1 luglio 2003, ha modificato, dal punto di vista normativo, le modalità di approvvigionamento dell energia elettrica per il mercato vincolato, introducendo il Sistema Transitorio di Offerte di Vendita dell Energia elettrica, denominato STOVE. Attraverso lo STOVE il GRTN si procura le risorse elettriche necessarie per la copertura della domanda del mercato vincolato e per l espletamento dei servizi di rete. Tali risorse sono selezionate attraverso un criterio di merito stabilito con l utilizzo di curve di costo specifico di produzione comunicate al GRTN da parte dei produttori partecipanti allo STOVE. La partecipazione allo STOVE è obbligatoria per gli impianti di produzione soggetti a stranded cost (e quindi per Edipower) e facoltativa per gli altri impianti, purché dotati di opportuni requisiti per la fornitura dei servizi di rete. Tutti gli impianti di Edipower, tranne quelli contrattualizzati con il GRTN ai sensi delle deliberazioni CIP 6/92 o AEEG 62/02, hanno partecipato allo STOVE. I produttori partecipanti allo STOVE cedono l energia in parte ad Enel Distribuzione S.p.A. per la copertura del fabbisogno del mercato vincolato, e, in parte, al GRTN per i servizi di scambio e di bilanciamento. Al fine di consentire al GRTN di reperire tutte le risorse economiche necessarie per remunerare i produttori partecipanti allo STOVE, la Delibera 67/03 ha istituito una nuova componente tariffaria, denominata UC5, a carico di tutti i consumatori, che è utilizzata per compensare la differenza tra le perdite effettive di energia elettrica nelle reti e le perdite convenzionali stabilite dall AEEG. In data 26 giugno 2003, l Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ha avviato un procedimento istruttorio al fine di accertare alcune condotte poste in essere dalle imprese aderenti al TEM prima e successivamente allo STOVE, volte alla concertazione ed al coordinamento della produzione nella generazione di energia elettrica destinata a soddisfare il mercato vincolato. Tale procedimento istruttorio che coinvolge anche Edipower quale aderente al TEM ed allo STOVE è tuttora in corso. Sempre a partire dal 1 luglio 2003, è stato introdotto un sistema di remunerazione diretta dei servizi di riserva secondaria e terziaria di potenza attiva, basato sulla ripartizione del gettito riveniente dalle componenti tariffarie denominate rf, bf e bh. Edipower, che ha sempre fornito il servizio di riserva secondaria e terziaria, ha diritto a ricevere tale remunerazione, la cui esatta quantificazione è ancora in corso di formalizzazione da parte del GRTN. Per far fronte all emergenza relativa all insufficiente disponibilità di potenza elettrica causata dalle eccezionali condizioni 15

18 RELAZIONE 2003 meteorologiche estive verificatesi, il Decreto Legge 3 luglio 2003 ha consentito il superamento in deroga dei limiti massimi di temperatura degli scarichi delle acque di raffreddamento delle centrali termoelettriche, garantendo in tal modo la disponibilità di quote aggiuntive di capacità di produzione per il periodo estivo. Il decreto, non convertito in legge, ha cessato la sua efficacia il 1 settembre Il Decreto Legge n. 239 del 29 agosto 2003, convertito con modifiche nella legge n. 290 del 27 ottobre 2003, ha introdotto rilevanti novità nel settore elettrico. Fino al 30 giugno 2005 le centrali di potenza termica superiore a 300 MW, inserite nei piani di esercizio del GRTN, possono funzionare in deroga ai limiti di emissioni fissati dai rispettivi decreti autorizzativi, rispettando, in ogni caso, i limiti fissati dalla normativa europea. Fino alla stessa data e con la stessa procedura, quindi previa motivata e documentata segnalazione del GRTN al Ministero delle Attività Produttive, possono essere richieste deroghe sui limiti delle temperature degli scarichi delle acque di raffreddamento delle centrali termoelettriche. Il decreto inoltre: avvia il processo di unificazione della proprietà e della gestione della rete di trasmissione nazionale, demandando criteri, modalità, e condizioni per la gestione del soggetto risultante dalla unificazione ad apposito Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri; introduce termini, obblighi e sanzioni per i soggetti titolari di autorizzazioni rilasciate ai sensi del decreto legge del 7 febbraio 2003 (c.d. sblocca-centrali ), volti a garantire la serietà degli impegni presi dai soggetti richiedenti; impone obblighi di mantenimento in stato di perfetta efficienza degli impianti di produzione maggiori di 10 MVA, che non possono essere dismessi senza l autorizzazione del Ministero delle Attività Produttive e del GRTN; prescrive vincoli sulla gestione degli impianti idroelettrici di pompaggio che, per due anni dalla data di entrata in vigore della legge, non possono determinare il prezzo di Borsa; prevede incentivi alla realizzazione di linee elettriche di interconnessione dirette con l estero; realizza alcuni emendamenti al Decreto Bersani in tema di regolamentazione dei contratti bilaterali, i quali non sono più considerati in deroga alla Borsa e possono essere modificati dal GRTN solo quando pregiudichino la sicurezza del sistema; definisce regole semplificative per la procedura di autorizzazione per la costruzione di elettrodotti, oleodotti e gasdotti. Il Decreto del Ministero delle Attività Produttive del 22 settembre 2003 autorizza la centrale di Brindisi Nord, di proprietà Edipower, alla prosecuzione dell esercizio delle sezioni n. 3 e n. 4 a carbone, previo adeguamento tecnologico e nel rispetto dei limiti di emissione di cui al DM 12 luglio Edipower ha dato avvio rapidamente al progetto di ambientalizzazione delle sezioni n. 3 e n. 4, che si concluderà nel dicembre La delibera dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG) n. 97/03 nel tentativo di attenuare la forte distonia rilevata negli ultimi anni tra la valorizzazione dell energia nelle diverse fasce orarie e l effettivo andamento dei prelievi (che comporta una bassa remunerazione in ore di alto carico effettivo e, viceversa, un alta remunerazione in ore di basso carico effettivo), ha previsto un complesso meccanismo di modifica dei prezzi dell energia elettrica ceduta allo STOVE nei mesi di agosto, dicembre e in tutti i sabati non festivi del periodo invernale. Il meccanismo è stato applicato limitatamente alla cessione dell energia nell ambito STOVE, senza interessare i prezzi dell energia prelevata dai clienti: ciò ha comportato, di fatto, un impatto trascurabile per i produttori in termini economici. Per Edipower, il bilancio complessivo delle partite economiche si è chiuso in sostanziale pareggio. Nel mese di dicembre sono stati, inoltre, finalizzati numerosi provvedimenti propedeutici all avvio del dispacciamento di merito economico (c.d. Borsa Elettrica), di cui è prevista l operatività nel Il Decreto del Ministro delle Attività Produttive del 19 dicembre 2003 approva il cosiddetto Testo Integrato della Disciplina del mercato elettrico, e al contempo fissa alla data del 8 gennaio 2004 l assunzione di responsabilità del Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. relativamente all organizzazione e alla gestione della Borsa Elettrica. Un secondo decreto del Ministro delle Attività Produttive del 19 dicembre 2003 sancisce l assunzione della titolarità delle 16

19 RELAZIONE 2003 funzioni di garante della fornitura dei clienti vincolati da parte della società Acquirente Unico S.p.A. e impartisce direttive alla medesima società in tema di modalità di approvvigionamento dell energia elettrica ai fini della copertura della domanda del mercato vincolato. In attuazione di quanto previsto all articolo 1, comma 2 della legge n. 290 del 27 ottobre 2003, è stato pubblicato il Decreto Legislativo n. 379 del 19 dicembre 2003, contenente disposizioni in materia di remunerazione delle capacità di produzione di energia elettrica. Il decreto prevede due fasi caratterizzate da distinti sistemi di remunerazione: un sistema transitorio semplificato operativo a partire dal 1 febbraio che prevede il pagamento di un corrispettivo amministrato stabilito dall AEEG solo in alcuni giorni definiti critici dal GRTN (ad oggi non ancora resi pubblici). Tale corrispettivo è riconosciuto a tutte le unità di produzione disponibili e dispacciabili (secondo le regole di dispacciamento), con l esclusione degli impianti CIP 6, degli impianti non programmabili e della quota parte di potenza delle unità di produzione impegnata, in tali giorni, per contratti bilaterali. un sistema di regime, che il GRTN dovrà definire, nel corso dei primi sei mesi del 2004, sulla base di criteri e condizioni posti dall Autorità. La proposta finale sarà approvata da apposito decreto del MAP, che ne fisserà anche la data di entrata in funzione. In vista della operatività della Borsa Elettrica, numerosi provvedimenti sono stati emanati anche da parte dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas. Fra questi, emanati nel corso degli ultimi mesi del 2003 e dei primi mesi del 2004, ricordiamo: la Delibera n. 118/03, che disciplina le modalità per la determinazione convenzionale dell energia elettrica prelevata in ciascuna ora nei punti di prelievo non trattati su base oraria; la Delibera n. 151/03, che introduce un meccanismo di remunerazione esplicita per il servizio di interrompibilità (istantanea e con preavviso) del carico per il triennio 1 gennaio dicembre 2006, attraverso corrispettivi amministrati fissati dalla stessa Autorità e corrisposti dal GRTN ai soggetti che mettono a disposizione del sistema il servizio di interrompibilità; le Delibere 163/03 e 07/04 che hanno prolungato l operatività dello STOVE per i mesi di gennaio e febbraio 2004, in attesa che tutti gli elementi necessari all avvio della Borsa Elettrica siano portati a compimento; la Delibera 168/03, che fissa le condizioni per l erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell energia elettrica sul territorio nazionale e per l approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico; Infine, si segnala la pubblicazione del Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003, di attuazione della direttiva europea 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità. Il decreto legislativo, che entrerà in vigore a partire dal 15 febbraio 2004, è finalizzato a promuovere il contributo delle fonti rinnovabili alla produzione di elettricità e a concorrere alla creazione delle basi per un futuro quadro comunitario in materia. Nel frattempo prosegue la discussione in Parlamento del disegno di legge di riforma e riordino del settore energetico (il cosiddetto DDL Marzano ). Numerosi temi contenuti nelle bozze elaborate nel corso del 2003 sono stati trasferiti e approvati all interno della citata legge n. 290 del 27 ottobre I restanti temi saranno esaminati in aula al Senato nella prima parte del Anche a livello comunitario si registrano alcuni importanti novità normative. Infatti il Regolamento del Parlamento Europeo e del Consiglio n. 1228/2003 del 26 giugno 2003 mira a stabilire norme eque per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, rafforzando così la concorrenza nel mercato interno dell'energia elettrica, tenendo conto delle caratteristiche dei mercati nazionali e regionali. Ciò implicherà la creazione di un meccanismo di compensazione per i flussi transfrontalieri di energia elettrica e la definizione di principi armonizzati in materia di oneri di trasmissione transfrontaliera e di assegnazione delle capacità disponibili di interconnessione tra sistemi naziona- 17

20 RELAZIONE 2003 li di trasmissione. Tale Regolamento troverà applicazione a partire dal 1 luglio Con riferimento agli impegni relativi al protocollo di Kyoto e ai sensi della decisione del Consiglio Europeo n. 2002/358/CE, la Direttiva 2003/87/CE del 13 ottobre 2003 istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra esteso a tutta la Comunità. La Direttiva impegna gli Stati membri al raggiungimento di un obiettivo di riduzione delle emissioni di CO2 e di altri gas a effetto serra attraverso l istituzione di limiti massimi ai quantitativi di emissione e di relativi meccanismi di compensazione economica a livello comunitario (c.d. emission trading). Entro il 31 marzo 2004 ciascuno Stato membro dovrà elaborare un piano nazionale che determina le quote totali di emissioni che intende assegnare per il periodo 1 gennaio dicembre 2007 e le relative modalità di assegnazione. Rapporti con le imprese controllate, collegate, controllanti e imprese controllate da controllanti Edipower SpA nell ambito delle proprie attività operative ha intrattenuto ed intrattiene alcuni rapporti contrattuali con i propri azionisti e con società da questi controllate. Tali rapporti rientrano nell ordinaria gestione dell impresa e prevedono in ogni caso corrispettivi allineati a condizioni di mercato. Tali rapporti sono stati instaurati al fine di fare beneficiare le attività di Edipower SpA delle possibili sinergie con le attività svolte dagli azionisti della società e dalle società del relativo gruppo di appartenenza. Tali rapporti attengono in particolare allo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista di mezzi finanziari. In particolare si tratta di: fornitura di combustibile gassoso da Edison Gas SpA (società fusa in Edison SpA con decorrenza 1 dicembre 2003), AEM Trading Srl, Atel Energia Srl e SIET SpA (società del gruppo AEM Torino); acquisto di certificati verdi da Edison Trading SpA, Atel ed AEM Trading Srl; locazione di immobili per la sede di Roma e di Sesto San Giovanni da parte di Edison SpA; forniture di servizi di ingegneria da parte di Edison SpA; servizi e forniture per la realizzazione da parte di Edison Gas SpA del metanodotto per l allacciamento dalla centrale di Chivasso alla rete nazionale; servizi di telecomunicazioni da parte di EdisonTel SpA (si evidenzia, peraltro, che quest ultima società, a far data dal mese di agosto del 2003, è uscita dal Gruppo Edison, a seguito della cessione della stessa a Plug IT); fornitura di servizi di consulenza assicurativa da parte di Edison SpA; finanziamenti da parte di un pool di banche al quale partecipano direttamente o attraverso società del relativo gruppo i Soci Finanziari di Edipower: Unicredito Banca Mobiliare SpA, Interbanca SpA e The Royal Bank of Scotland Plc. il 3 settembre 2003 Edipower S.p.A. ha sottoscritto con Edison Trading SpA, Aem Trading Srl, Atel Energia Srl e Società Intermediazione Energia Torino SIET SpA un contratto denominato Tolling Agreement per gli impianti termoelettrici ed un contratto denominato Power Purchase Agreement per gli impianti idroelettrici. In merito a tali contratti, divenuti efficaci dal 1 gennaio 2004, si rimanda per maggiori informazioni a pag. 13. Revisione Il bilancio al 31 dicembre 2003 che sottoponiamo alla Vostra approvazione, è stato oggetto di giudizio da parte della Società di revisione PricewaterhouseCoopers SpA in base all incarico conferito nel corso del 2002 dal Consiglio di Amministrazione della Società. Il corrispettivo concordato per la revisione del bilancio d esercizio al 31 dicembre 2003 della Vostra Società è stato di euro, escluse I.V.A. ed eventuali spese vive. 18

21 RELAZIONE 2003 Andamento della gestione Produzione e vendita di Energia Elettrica La produzione del 2003 è stata pari a ,1 GWh, dato comprensivo dell autoconsumo per pompaggio di gronda (+7,7% rispetto ai ,3 GWh nel 2002), ottenuta per il 91,5% con impianti termoelettrici e per il restante 8,5% con impianti idroelettrici. Per quanto concerne il settore termoelettrico, all aumento di produzione (19.519,3 GWh rispetto a ,3 GWh nel 2002) hanno contribuito principalmente gli impianti di Turbigo, in virtù della revisione da parte del GRTN del vincolo di rete nel polo Turbigo-Roncovalgrande che ha portato alla dispacciabilità di tre gruppi in contemporanea a partire dal mese di giugno 2003, e di Sermide, sia per l entrata in funzione della sezione 3 in CCGT che per la maggior disponibilità della sezione 1. Una lieve contrazione della produzione è stata tuttavia registrata dall impianto di San Filippo, a causa delle attività di manutenzione della sezione 5. Per quanto concerne il settore idroelettrico, la diminuzione di produzione (1.815,8 GWh rispetto ai 2.110,9 GWh del 2002) è stata causata dalla scarsa idraulicità del periodo a Mese ed a Udine. Viene di seguito illustrata la produzione netta per centrale termoelettrica e per nucleo idroelettrico: Produzioni Nette Esercizio 2003 Esercizio 2002 di energia elettrica Volumi e.e Volumi e.e (GWh) % (GWh) % Chivasso - 0,0 25,3 0,1 Turbigo 5.576,9 26, ,2 23,0 Sermide 4.054,5 19, ,7 14,4 Piacenza 2.622,4 12, ,0 13,3 Brindisi Nord 1.755,8 8, ,7 6,9 San Filippo del Mela 5.509,7 25, ,4 31,7 Totale Termoelettrico ,3 91, ,3 89,3 Mese 882,7 4,1 952,2 4,8 Udine 736,8 3, ,4 5,1 Tusciano 196,3 0,9 143,4 0,7 Totale Idroelettrico 1.815,8 8, ,0 10,7 Totale produzioni Nette , ,3 100,0 La gestione operativa della Società ha avuto come principale obiettivo la conquista di quote remunerative di mercato, con particolare riguardo alla domanda in ore piene ed all ottimizzazione del mix di produzione nelle diverse fasce orarie in funzione delle caratteristiche di costo degli impianti Edipower. La gestione della produzione termoelettrica è stata coordinata nel primo semestre dal TEM (Team Energy Management) e, a seguito della pubblicazione della delibera n.67/03 da parte dell AEEG, nel secondo semestre dallo STOVE (Sistema Transitorio di Offerte e di Vendita dell Energia elettrica per il mercato vincolato), costituiti entrambi da tutte le società dell ex perimetro Enel per assicurare la copertura del mercato vincolato e dei servizi di dispacciamento. In tale ambito è stata massimizzata la produzione in ore piene sfruttando in particolare le opportunità della vendita al mercato libero. 19

22 RELAZIONE 2003 Per quanto riguarda la produzione idroelettrica, è continuata la programmazione giornaliera degli impianti direttamente con il GRTN. Rispetto alla potenza commercializzabile si evidenzia in particolare la disponibilità della sezione 3 in CCGT di Sermide nella seconda parte dell anno, che ha contribuito con 593 GWh alla produzione del Alcuni decreti hanno influenzato l attività produttiva della società nel corso del In particolare, il D.L. del Ministero delle Attività Produttive del 13/6/03 ha consentito alla centrale di Brindisi di funzionare in deroga ai limiti ambientali sulle emissioni e tornare quindi al pieno carico. Il D.P.R. n. 158 del 3/7/03 (con le estensioni successive del D.P.R. 29/8/2003 e del Decreto del Ministero delle Attività Produttive) ha consentito, derogando dai normali limiti di temperatura dell acqua di scarico, di recuperare circa 400 MW nelle centrali di Brindisi, San Filippo del Mela e Turbigo. Quale conseguenza del Protocollo d intesa finalizzato alla gestione unitaria del bilancio idrico del bacino idrografico del Po : sottoscritto il 18/7/03 da Edipower e gli altri produttori interessati con l Autorità di bacino del fiume Po, Edipower è stata obbligata a produrre circa 7 GWh con impianti idroelettrici da serbatoio nel periodo 18 luglio 8 agosto. Complessivamente i volumi di energia elettrica venduti nel 2003 sono aumentati del 7,7%. La tabella seguente illustra la quantità di energia elettrica vendute nel 2003, raffrontate con l anno precedente, oltre che i ricavi da vendite di energia elettrica e il totale dei ricavi vendite di Edipower. Volumi venduti (*) Ricavi da vendita Esercizio 2003 Esercizio 2002 di en. elettrica e Totale Volumi e.e Ricavi Volumi e.e Ricavi Ricavi Vendite (GWh) (ML euro) (GWh) (ML euro) Energia per mercato vincolato e servizio di dispacciamento , , , ,4 Energia a Soci Industriali (per vendita su mercato libero) 3.081,5 218,7 470,0 37,9 Energia su mercato incentivato 178,6 13,4 217,5 17,6 Energia esportata 122,7 6,4 - - Totale Ricavi Vendite En. Elettrica , , , ,9 Altre Vendite e prestazioni - 17,7-56,1 Totale Ricavi Vendite , ,0 (*) La produzione venduta differisce dalla netta per l autoconsumo delle stazioni di pompaggio di gronda La produzione venduta ad Enel Distribuzione SpA per il mercato vincolato ed al GRTN per il servizio di dispacciamento è stata di ,7 GWh (nel 2002 a fronte del contratto con Enel Distribuzione di cessione di energia elettrica del 16 marzo 2001 erano stati venduti ,9 GWh). La produzione idroelettrica incentivata di cui all art. 3 comma 12 del D.L. 16 marzo 1999 e destinata al GRTN risulta pari a 178,6 GWh. La produzione venduta ai Soci Industriali per la successiva collocazione sul mercato libero è stata pari a 3.081,5 GWh, contro i 470,0 GWh del Sono stati, inoltre, destinati 122,7 GWh al mercato estero. L aumento dei volumi è stato il principale motivo di incremento dei ricavi da vendite di energia elettrica, passati da 1183,9 a 1365,4 milioni di euro (+15%). Anche i prezzi medi sono risultati in aumento soprattutto per l adeguamento delle tariffe indotto dall aumento della componente Ct 2. La principale causa della riduzione dei ricavi da altre vendite e prestazioni (passati da 56,1 a 17,7 milioni di euro) risiede nella diversa strategia e nel diverso timing adottato per le operazioni di copertura dal rischio di oscillazione dei prezzi dei combustibili sui mercati internazionali. 2 Costo unitario variabile riconosciuto dell energia elettrica prodotta da un portafoglio di impianti termoelettrici del parco italiano che utilizzano combustibili fossili, come aggiornato periodicamente dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas. 20